EU-Staaten verschieben Methanregeln für Energieimporte auf 2028

Die EU-Staaten wollen die Berichtspflichten für Methanemissionen bei Energieimporten um ein Jahr verschieben. Fast alle Länder stimmten dem Vorschlag zu, wie der EU-Ministerrat am 6. November 2026 mitteilte. Für Importeure von Erdgas, Erdöl und Kohle sollen die Vorgaben demnach erst am 1. Januar 2028 in Kraft treten.

Als Grund nennt der Ministerrat die angespannten Energiemärkte infolge des Iran-Krieges. Lieferengpässe und stark steigende Energiepreise sollen vermieden werden. Das Europaparlament hatte allerdings bereits einen Aufschub um drei Jahre gefordert. Nun müssen EU-Staaten und Europaparlament einen Kompromiss aushandeln. Die Nachricht wurde am 6. November 2026 im Deutschlandfunk ausgestrahlt.

Ein Gesetz mit weltweitem Anspruch

Die Europäische Methanverordnung (EU 2024/1787) ist am 5. August 2024 in Kraft getreten und Teil des EU-„Fit for 55“-Pakets. Dessen Ziel: Die Treibhausgasemissionen der Europäischen Union sollen bis 2030 gegenüber 1990 um mindestens 55 Prozent sinken. Deutschland hat sich bei der UN-Klimakonferenz COP26 außerdem verpflichtet, seine Methanemissionen bis 2030 gegenüber 2020 um 30 Prozent zu reduzieren.

Das Gesetz gilt als weltweit erster umfassender Versuch, Methanemissionen aus undichter Öl- und Gasinfrastruktur international einzudämmen. Erfasst werden die inländische Produktion, Transport und Verarbeitung ebenso wie Importe. Methan ist nach Kohlendioxid der zweitwichtigste Treiber der Erderwärmung.

Betreiber fossiler Energieinfrastrukturen müssen Methanemissionen regelmäßig messen, Leckagen schnell beseitigen und das Ablassen sowie Abfackeln von Gasen verringern. Die Verordnung umfasst die Exploration und Förderung von Rohöl und Erdgas, die Sammlung und Verarbeitung von Erdgas, aktive sowie vorübergehend, dauerhaft verfüllte und aufgegebene Bohrlöcher, den Transport und die Verteilung von Erdgas, unterirdische Erdgasspeicher sowie LNG-Terminals und -Anlagen einschließlich Verflüssigung und Wiederverdampfung.

Auch aktive unter- und übertägige Kohlebergwerke sowie stillgelegte und aufgegebene untertägige Kohlebergwerke fallen darunter. Nach Kapitel 5 geht es zudem um Methanemissionen außerhalb der EU aus Rohöl, Erdgas und Kohle, die in der EU in Verkehr gebracht werden. Genau dort liegt der politische Zündstoff: Die EU will bei Importen auf Umweltmindeststandards in den Produktionsländern hinwirken.

Vom Erdgas bis zum Grubengas

Erdgas besteht in Deutschland zu 80 bis 95 Prozent aus Methan. Biogas enthält meist etwa 60 Prozent. Zu Biomethan aufbereitetes Biogas fällt allerdings nur dann unter die Verordnung, wenn es gemeinsam mit Erdgas durch Leitungen transportiert wird.

Grubengas entsteht beim Kohleabbau und kann je nach Herkunft wenige Prozent bis 95 Prozent Methan enthalten. Selbst nach der Stilllegung von Bergwerken tritt es über alte Schächte aus. Begleitgas wiederum fällt bei der Ölförderung an. Es wird genutzt, zurückgepresst, abgefackelt oder teilweise unkontrolliert in die Atmosphäre entlassen.

In Deutschland überwachen die Landesbehörden die Einhaltung. Das Umweltbundesamt erstellt die jährliche Emissionsberichterstattung, das Bundesumweltministerium koordiniert die Umsetzung. Die Emissionsdaten der Betreiber werden aggregiert veröffentlicht und fließen in die internationale Treibhausgasberichterstattung ein.

Für Importe nach Kapitel 5 ist unter anderem das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle zuständig. Das Umweltbundesamt dient als Kontaktstelle zwischen EU-Kommission und Bund, während Landesbehörden Inspektion und Überwachung übernehmen. Stand 30. September 2026 hatten einige Bundesländer allerdings noch keine zuständigen Behörden benannt.

Viel Bürokratie, viele offene Fragen

Die Betreiber des Öl- und Gassektors mussten ihre Berichte nach Artikel 12 Absatz 2 bis zum 30. April 2026 an die EU-Kommission übermitteln. Für Betreiber aktiver Kohletagebaue galt nach Artikel 20 Absatz 6 der 31. August 2026. Insgesamt gingen 661 Berichte ein. Für September 2026 kündigte die Kommission die Veröffentlichung in einer Transparenzdatenbank an; eine Zusammenfassung soll im Emissionsbericht 2026 erscheinen.

Die Kommission hatte bereits am 21. Juli 2026 zwei Empfehlungen zur Umsetzung veröffentlicht. Eine befasst sich mit Lösungen für den Nachweis, dass die Vorschriften eingehalten werden, die andere mit möglichen Sanktionsregelungen. Die erste Empfehlung richtet sich an Importeure, Lieferanten und Mitgliedstaaten im Öl-, Gas- und Kohlesektor. Sie soll klären, wie sich die Verpflichtungen der ab 1. Januar 2027 geltenden Verordnung nachweisen lassen.

Die meisten Mitgliedstaaten haben bislang keine Sanktionsregelungen eingeführt. Für Unternehmen ist damit schwer einzuschätzen, welche Risiken beim Erwerb möglicherweise nicht konformer Öl- und Gaslieferungen entstehen. Die Kommission empfiehlt deshalb, Sanktionen wegen Verstößen drei Jahre lang, von 2027 bis 2029, auszusetzen, um Versorgungsunterbrechungen zu vermeiden. Die gesetzlichen Pflichten blieben in dieser Zeit bestehen und müssten weiter erfüllt werden.

Die Anforderungen für Importe werden schrittweise eingeführt; die Emissionsüberwachung beginnt am 1. Januar 2027. Gleichzeitig haben der Konflikt im Nahen Osten, steigende Preise auf den globalen Öl- und Gasmärkten und ein verringertes Angebot den Wettbewerb um Lieferungen für die EU verschärft. In dieser Lage wird aus einem Messverfahren schnell eine Frage nach Versorgungssicherheit – und nach dem Preis an der Zapfsäule oder auf der nächsten Energierechnung.

Deutschlands Methanbilanz hat einen blinden Fleck

Fast 80 Prozent der deutschen Methanemissionen stammen aus Landwirtschaft sowie Landnutzung, Landnutzungsänderung und Forstwirtschaft, kurz LULUCF. Weitere Quellen sind Verbrennungsprozesse im Straßenverkehr und in stationären Anlagen sowie die Abwasser- und Klärschlammbehandlung. Die Bereitstellung fossiler Brennstoffe verursacht hierzulande weniger als 5 Prozent der nationalen Methanemissionen.

Nur dieser fossile Bereich wird von der Methanverordnung erfasst. Nationale Emissionsinventare folgen dem Territorialprinzip und berücksichtigen lediglich Emissionen innerhalb des jeweiligen Landes. Vorkettenemissionen, die bei der Förderung und beim Transport importierter fossiler Energieträger entstehen, tauchen deshalb nicht in den deutschen Inventaren auf. Weltweit machen solche Vorkettenemissionen mehr als 30 Prozent der gesamten Methanemissionen aus: etwa ungenutztes Begleitgas bei der Ölförderung, Grubengas aus stillgelegten Bergwerken oder Leckagen an Erdgasinfrastrukturen.

Landwirtschaft und LULUCF sind nicht Teil dieser Verordnung, weil sie durch andere Bestandteile des „Fit for 55“-Pakets abgedeckt werden: die LULUCF-Verordnung und die Lastenteilungsverordnung. Letztere sieht vor, die Treibhausgasemissionen der erfassten Sektoren bis 2030 gegenüber 2005 um 40 Prozent zu senken.

Die EU möchte über die Methanverordnung Importe mit geringen Vorkettenemissionen bevorzugen. Nach Angaben der Internationalen Energieagentur können Maßnahmen gegen diffuse Emissionen teilweise kostenneutral oder sogar finanziell vorteilhaft sein. Das klingt weniger spektakulär als ein neues Terminal oder eine Pipeline, ist aber für Lecks und entweichendes Gas ziemlich entscheidend.

Deutschland hat schon viel reduziert

Die diffusen Methanemissionen aus der Bereitstellung fossiler Energieträger sanken in Deutschland von 1.343 Kilotonnen im Jahr 1990 auf 80 Kilotonnen 2020. Graugussleitungen im Erdgasnetz wurden durch Stahl- oder Kunststoffleitungen ersetzt. Durch das EEG ab 2000 und die Vergütung der Grubengasverstromung gingen die Emissionen im stillgelegten Steinkohlenbergbau um mehr als 98 Prozent zurück. Auch das schrittweise Auslaufen des subventionierten Steinkohlenbergbaus trug dazu bei.

Programme zur Leckerkennung und -reparatur sowie moderne Technik, etwa mobile Verdichter, senkten die Emissionen beim Gastransport und bei der Gasverteilung weiter. Seit 1990 gingen die diffusen Methanemissionen damit insgesamt um 95 Prozent zurück.

Am Standort Uni Europa bleibt trotzdem einiges offen